Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Victor ALONSO, Anthony CELLIER, Nadia FAURE et Didier REBISCHUNG, commissaires.
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB (dits « TURPE 7 HTB ») sont entrés en vigueur le 1er août 2025, en application de la délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 13 mars 2025 (1) (ci-après « la Délibération tarifaire »).
En application des dispositions de l’article L. 341-3 du code de l’énergie, la CRE fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité. En outre, ce même article énonce, d’une part, que « [l]a Commission de régulation de l’énergie se prononce […] sur les évolutions des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité » et, d’autre part, qu’elle « peut prévoir un encadrement pluriannuel d’évolution des tarifs ».
Dans ce cadre, la présente délibération a pour objet de faire évoluer la grille tarifaire du TURPE 7 HTB au 1er août 2026.
Le niveau moyen du TURPE 7 HTB augmente de 3,34 % au 1er août 2026, en application des formules d’évolution annuelle prévues par la délibération TURPE 7 HTB, résultant de :
– la prise en compte de l’inflation pour + 0,39 %, correspond à la somme :
– du taux d’inflation hors tabac prévisionnel pour l’année 2026 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l’année 2026, égal à 1,30 % ;
– de l’écart entre l’inflation réalisée de l’année 2025 telle que calculée par l’INSEE et le taux d’inflation hors tabac prévisionnel pour l’année 2025 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l’année 2025, égal à – 0,91 % ;
– le coefficient d’indexation annuelle automatique de – 0,05 % ;
– la prise en compte du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) soit + 3,00 %. Le CRCP permet de protéger RTE, dans un sens comme dans l’autre, contre les variations de charges ou de recettes imprévisibles et non maîtrisables.
Le solde du CRCP s’établit à fin 2025 à 136,4 M€, les principaux effets sont les suivants :
– les recettes tarifaires de RTE en 2025 sont inférieures de 40,8 M€ aux recettes tarifaires prévisionnelles en raison notamment du climat, l’année 2025 ayant connu des températures plus douces que les normales, générant ainsi moins de soutirages (- 5 TWh) ;
– les recettes d’interconnexion sont supérieures aux prévisions (+ 96,8 M€), du fait principalement de différentiels de prix entre les places de marché européennes importants sur toutes les frontières ;
– les charges de capital normatives sont supérieures au prévisionnel, notamment en raison de dotations aux amortissements plus importantes que prévu (- 136,8 M€) ;
– les charges relatives aux congestions nationales et internationales sont en forte hausse (+ 55,4 M€) en cohérence avec la hausse des différentiels de prix avec les pays voisins qui affecte le coût des congestions internationales mais aussi les contraintes de tension haute plus nombreuses nécessitant des actions de RTE ;
– enfin, la performance de RTE sur les différentes régulations incitatives aboutit à un bonus global de 23,8 M€.
Ce résultat sur les régulations incitatives s’explique principalement par le solde de la régulation incitative sur la minimisation des coûts pour les projets d’interconnexion IFA 2 et Savoie-Piémont et par la trajectoire de pertes réalisée qui est en dessous de la trajectoire de référence, tant sur les volumes que sur les prix. En ce qui concerne la qualité de service, la CRE constate une amélioration des performances de RTE qui doit être poursuivie dans le processus de raccordement, notamment concernant le délai de transmission des propositions techniques et financières (PTF) et le respect des délais de raccordement inscrits dans la convention de raccordement. En revanche, les résultats en termes de qualité d’alimentation sont en deçà des cibles fixées par la régulation incitative. Enfin, sur les enjeux liés aux investissements, RTE a réalisé une bonne performance sur le respect des trajectoires des budgets cibles.
Sommaire
1. Cadre en vigueur pour l’évolution des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB
2. Evolution de la grille tarifaire du TURPE 7 HTB au 1er août 2026
2.1.Solde du CRCP de RTE au 1er janvier 2026
2.1.1. Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025
2.1.2. Ecarts entre les montants réalisés et montants prévisionnels pour l’année 2025
2.1.2.1. Revenu autorisé définitif au titre de l’année 2025
2.1.2.2. Recettes tarifaires perçues par RTE au titre de l’année 2025
2.1.3. Solde du CRCP au 1er janvier 2026
2.2. Paramètres d’évolution de la grille tarifaire TURPE 7 HTB au 1er août 2026
2.2.1. Evolution du terme IPCN
2.2.2. Facteur d’évolution annuel de la grille tarifaire
2.2.3. Coefficient k2026 en vue de l’apurement du solde du CRCP
2.3. Evolution de la grille tarifaire du TURPE 7 HTB au 1er août 2026
3. Introduction de nouvelles actions prioritaires du TURPE 7 HTB
3.1. Régulation incitative à la réalisation des projets prioritaires du SDDR
3.2. Régulation incitative des actions prioritaires
Décision de la CRE
Annexe 1 : calcul du revenu autorisé définitif au titre de l’année 2025
Postes de charges pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l’année 2025
Poste de recettes pris en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif au titre de l’année 2025
Incitations financières au titre de régulations incitatives portant sur l’année 2025
Annexe 2 : coefficients tarifaires applicables au 1er août 2026
1. Composante annuelle de gestion (CG)
2. Composante annuelle de comptage
3. Composante annuelle d’injection
4. Composante annuelle de soutirage (CS) et composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite pour les domaines de tension HTB
4.1. Composante annuelle de soutirages (CS)
4.1.1. Tarif pour le domaine HTB 3
4.1.2. Tarif pour le domaine de tension HTB 2
4.1.3. Tarif pour le domaine de tension HTB 1
4.2. Composante annuelle d’injection-soutirage
4.2.1. Tarif pour le domaine de tension HTB 2
4.2.2. Tarif pour le domaine de tension HTB 1
5. Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS)
5.1. Alimentations complémentaires
5.2. Alimentation de secours
6. Composante de regroupement
7. Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS) des gestionnaires de réseaux publics de distribution
7.1. Composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation (CT)
8. Composante annuelle de dépassements ponctuels et programmés (CPP) pour les domaines de tension HTB2 et HTB1
9. Composante annuelle de l’énergie réactive
9.1. Principes généraux
9.2. Dispositions spécifiques relatives à la composante annuelle de l’énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d’électricité
Annexe 3 : bilan de la qualité de service et du raccordement de RTE pour l’année 2025
Tableau récapitulatif de la qualité de service de RTE
Analyse de la qualité de service de RTE en 2025
Comptage
Traitement des réclamations
Qualité de l’onde de tension
Continuité d’alimentation
Tableau récapitulatif de la publication des données du mécanisme de capacité, des données du Portail Services, de l’équilibrage et des flexibilités de RTE
Indicateurs de qualité de service relatif à la mise à disposition des données
Tableau récapitulatif des performances de RTE concernant le raccordement
Raccordement
1. Cadre en vigueur pour l’évolution des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB, dits « TURPE 7 HTB », sont entrés en vigueur le 1er août 2025, en application de la Délibération tarifaire. Ces tarifs sont conçus pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans, avec un ajustement mécanique au 1er août de chaque année.
La Délibération tarifaire prévoit à son paragraphe 2.2.2 une évolution mécanique du niveau des grilles tarifaires de RTE au 1er août de chaque année. Cette évolution s’applique aux grilles tarifaires en vigueur, hors composante annuelle d’injection, qui reste figée sur toute la période tarifaire, et hors composante de soutirage, pour laquelle l’évolution s’applique aux grilles tarifaires de référence de l’année 2026. Chaque année N, le coefficient d’évolution annuelle est défini comme la somme de l’évolution de l’indice des prix à la consommation hors tabac, d’un facteur d’évolution annuel de la grille tarifaire fixé par la CRE dans la Délibération tarifaire et d’un facteur d’apurement du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP).
Le coefficient d’évolution annuelle de l’année N est défini comme :
ZN = IPCN + X + KN
– ZN : coefficient d’évolution annuelle au 1er août de l’année N, arrondi au centième de pourcent le plus proche ;
– IPCN est la somme :
– du taux d’inflation hors tabac prévisionnel pour l’année N pris en compte dans le projet de loi de finances de l’année N ;
– de l’écart entre l’inflation réalisée de l’année N – 1 telle que calculée par l’INSEE et le taux d’inflation hors tabac prévisionnel pour l’année N – 1 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l’année N – 1 ;
– X : coefficient d’évolution annuel sur la grille tarifaire fixé par la CRE dans la Délibération tarifaire, égal à – 0,05 % ;
– KN : coefficient d’évolution de la grille tarifaire provenant de l’apurement du solde du CRCP, compris entre – 3 % et + 3 %.
2. Evolution de la grille tarifaire du TURPE 7 HTB au 1er août 2026
2.1. Solde du CRCP de RTE au 1er janvier 2026
Le solde du CRCP au 31 décembre 2025 est calculé comme la somme :
– du solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025, détaillé au point 2.1.1 ;
– et de la différence, au titre de l’année 2025, entre :
– la différence entre le revenu autorisé définitif, tel que défini dans l’annexe 1 de la Délibération tarifaire, et le revenu autorisé prévisionnel révisé de l’inflation (voir point 2.1.2.1) ;
– la différence entre les recettes tarifaires perçues par RTE et les recettes tarifaires prévisionnelles réévaluées sur la base des évolutions réelles déjà appliquées à la grille tarifaire (voir point 2.1.2.2).
Le solde du CRCP au 1er janvier 2026 est obtenu en actualisant le solde du CRCP au 31 décembre 2025 au taux sans risque en vigueur de 3,3 %.
2.1.1. Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025
Le solde prévisionnel du CRCP de RTE au 31 décembre 2025 est égal à la somme du solde du CRCP au 1er janvier 2025 et la différence au titre de l’année 2025 entre (i) le revenu autorisé prévisionnel révisé de l’inflation (2) et (ii) les recettes prévisionnelles retenues dans la Délibération tarifaire, réévaluées sur la base des évolutions réelles déjà appliquées à la grille tarifaire.
Il s’élève à – 55,9 M€ (3) et se décompose de la manière suivante :
Tableau 1. – Montant du solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025
| Composantes du CRCP à apurer au 1er août 2026 | Montant (M€) |
|---|---|
| Solde du CRCP au 1er janvier 2025 [A] | – 55,9 M€ |
| Revenu autorisé prévisionnel révisé de l’inflation au titre de l’année 2025 [B] | 4 827,6 M€ |
| Recettes prévisionnelles au titre de l’année 2025 [C] | 4 827,6 M€ |
| Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025 [A] + ([B] – [C]) | – 55,9 M€ |
2.1.2. Ecarts entre les montants réalisés et montants prévisionnels pour l’année 2025
2.1.2.1. Revenu autorisé définitif au titre de l’année 2025
Le revenu autorisé définitif au titre de 2025 s’élève à 4 979,2 M€ dont un bonus global de 23,8 M€ d’incitations financières dans le cadre de la régulation incitative de la qualité de service et d’alimentation, des coûts unitaires de la gestion des actifs, de la maîtrise des coûts des grands projets de réseaux, des raccordements et des projets d’interconnexion.
Ce revenu autorisé définitif est supérieur de 151,6 M€ au montant prévisionnel pris en compte dans la délibération TURPE 7 HTB (4 827,6 M€).
2.1.2.1.1. Charges et recettes permettant de déterminer le niveau de revenu autorisé définitif
L’écart entre le revenu autorisé définitif et le montant prévisionnel révisé de l’inflation s’explique notamment par :
– les charges de capital normatives supérieures au prévisionnel (+ 136, 8 M€) ;
– les recettes d’interconnexion (rentes de congestion et recettes issues du mécanisme de capacité) supérieures au prévisionnel (- 96,8 M€) ;
– les charges relatives aux congestions nationales et internationales supérieures au prévisionnel (+ 55,4 M€).
Les montants et explications poste à poste sont détaillés en annexe 1.
2.1.2.1.2. Régulations incitatives
Les différentes incitations financières issues du cadre de régulation incitative génèrent en 2025 un bonus global de 23,8 M€ pour RTE, qui se décompose comme :
– un bonus de 4,4 M€ au titre de la régulation incitative sur les raccordements, résultant du cumul de l’incitation sur le respect des délais de transmission des propositions techniques et financières (PTF), dont les performances sont de 64 % pour les consommateurs, 80 % pour les stockeurs, 88 % pour les producteurs et 91 % pour les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), avec une cible fixée à 75 % (+ 1,7 M€), de l’incitation sur le respect des délais inscrits dans la convention de raccordement, dont la performance (95 %) est supérieure à la cible (90 %) (+ 1 M€) et de l’incitation commune avec Enedis concernant la création de capacité de postes sources dans les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) (+ 1,7 M€) ;
– un bonus de 19,2 M€ au titre de la régulation incitative des projets d’interconnexion résultant du cumul du solde des régulations incitatives sur les interconnexions Savoie-Piémont et IFA 2 issue de TURPE 6, soldées en 2025 (+ 18,2 M€), de la régulation incitative sur la maîtrise du taux de disponibilité des interconnexions HVDC (- 0,3 M€) et de la régulation incitative relative au respect du critère CEP 70 % (+ 1,2 M€) ;
– un malus de – 3,6 M€ au titre de la régulation incitative de la continuité d’alimentation résultant du cumul du malus lié à une durée moyenne de coupure (3 minutes 12 s) supérieure à celle de référence (2 minutes 54 s) de 5,7 M€ et d’un bonus lié à une fréquence moyenne de coupure (0,36) inférieur à celle de référence (0,38) de 2,1 M€ ;
– un bonus de 14,4 M€ au titre de la régulation incitative sur les pertes électriques résultant du cumul d’un bonus de 7,0 M€ lié à un volume de pertes réalisé de 11,92 TWh contre une cible fixée à 12,88 TWh, et d’un bonus de 5,4 M€ lié au prix moyen constaté des pertes achetées par RTE de 71,36 €/MWh, inférieur au prix moyen de référence qui s’établit à 73,62 €/MWh pour 2025, et d’un correctif de pénalité au titre de 2024 de 2,0 M€ ;
– un malus de – 8,7 M€ au titre de la régulation incitative sur les congestions résultant du cumul d’un malus de – 8,7 M€ lié au volume de congestions nationales (4) de 904 GWh très largement au-dessus de la valeur de référence (337 GWh) principalement du fait de contrats en amont du J – 1 contractualisés au titre de la gestion des tensions hautes (601 GWh), et d’un malus nul lié au respect du taux plafond (0,80 %) d’écrêtements d’énergies renouvelables (EnR) liés au dimensionnement optimal avec un taux réalisé compris entre 0,54 et 0,72 % ;
– un bonus de 1,7 M€ au titre de la régulation incitative sur les services système tension lié à un volume activé (25,6 GWh) de compensation synchrone inférieur à la référence (58 GWh) ;
– un bonus de 0,9 M€ au titre de la régulation incitative sur les réserves d’équilibrage résultant du cumul d’un bonus de 1,4 M€ lié au volume d’ajustements pour reconstitution des services système avec un volume réalisé (673 GWh) plus faible que le volume de référence (793 GWh) en 2025, et d’un malus de – 0,5 M€ lié volume d’ajustements pour cause marges avec un volume réalisé (225 GWh) supérieur à la trajectoire de référence (200 GWh) ;
– un bonus de 0,4 M€ au titre de la régulation incitative des dépenses d’investissements sur les grands projets de réseaux, en raison de la bonne performance sur le projet Champagnier-Cordeac et de la réévaluation à la baisse du coût du raccordement du parc éolien en mer de Courseulles. Le projet Baixas-Tautavel-Saint-Paul-de-Fenouillet se voit attribuer un malus, son coût à terminaison étant supérieur à la bande de neutralité du budget cible ;
– un bonus de 1,0 M€ au titre de la régulation incitative relative aux flexibilités au service du réseau, résultant d’un déploiement d’automates NAZA (14) supérieur à la cible (10) ;
– un bonus de 0,8 M€ au titre de la régulation incitative relative à la qualité de service, résultant du cumul des bonnes performances sur le taux de disponibilité du Portail Services (99,6 % pour une cible à 98 %) pour 0,4 M€ et de la qualité des prévisions de consommation et de production EnR en entrée de fenêtre opérationnelle (78 %) supérieure à la cible (74 %) pour 0,4 M€ ;
– un malus de 0,2 M€ au titre de la régulation incitative sur les coûts des projets d’investissement « hors réseau », résultant d’un niveau d’investissement (223,4 M€) supérieur à la trajectoire (222,4 M€) ;
– un malus de – 6,5 M€ au titre de la régulation incitative relative à la maîtrise des coûts unitaires de la gestion des actifs et des investissements récurrents dans le réseau, principalement en raison de surcoûts sur les opérations de renouvellement des systèmes de contrôle-commande.
L’ensemble de ces résultats est détaillé en annexe 1.
Par ailleurs, les résultats des indicateurs de suivi de la qualité de service, de données, de la flexibilité et du raccordement font l’objet d’une analyse détaillée en annexe 3.
2.1.2.2. Recettes tarifaires perçues par RTE au titre de l’année 2025
Les recettes tarifaires perçues par RTE au titre de l’année 2025 s’établissent à 4 786,9 M€ et sont inférieures de 40,8 M€ aux recettes tarifaires prévisionnelles (4 827,6 M€). Cet écart s’explique par :
– des recettes de soutirage (puissance souscrite, énergie soutirée et dépassements de puissance souscrite) inférieures au prévisionnel (- 389 M€) expliquées par :
– l’aléa climatique (- 40 M€), l’année 2025 ayant connu des températures plus douces que les normales, générant ainsi moins de soutirages (- 5 TWh) et moins de dépassements de puissances souscrites ;
– un abattement électro-intensif moins important que prévu (+ 18 M€) ;
– une évolution défavorable hors aléa climatique de – 22 M€ liée notamment à :
– une hausse globale des volumes soutirés par rapport à la prévision, mais dont la répartition est différente avec une forte hausse pour les clients distributeurs (+ 10 TWh). Cette hausse est contrebalancée par une baisse pour les clients directs (- 5 TWh) ;
– une baisse des puissances souscrites de 4 GW. Celles des distributeurs diminuent de 2,5 GW du fait d’une météo clémente et celles des clients directs décroissent de 1,5 GW par rapport aux prévisions en raison d’un niveau de consommation modéré. Ces baisses sont contrebalancées par une hausse des dépassements de puissance souscrite ;
– des recettes d’injections supérieures aux niveaux prévus au moment de la délibération TURPE 7 (+ 5 TWh), avec un impact sur les recettes de + 3 M€.
2.1.3. Solde du CRCP au 1er janvier 2026
Le solde du CRCP de RTE au 1er janvier 2026 s’élève donc à 140,9 M€, à restituer à RTE et se décompose de la manière suivante :
Tableau 2. – Montant du solde du CRCP au 1er janvier 2026
| Composantes du CRCP à apurer au 1er août 2026 | Montant (M€) |
|---|---|
| Solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025 [A] | – 55,9 M€ |
| Revenu autorisé définitif au titre de l’année 2025 [B] | 4 979,2 M€ |
| Revenu autorisé prévisionnel révisé de l’inflation (5) au titre de l’année 2025 [B’] | 4 827,6 M€ |
| Recettes perçues par RTE au titre de l’année 2025 [C] | 4 786,9 M€ |
| Recettes prévisionnelles au titre de l’année 2025 [C’] | 4 827,6 M€ |
| Solde du CRCP au 31 décembre 2025 [A] + ([B] – [B’]) – ([C] – [C’]) | 136,4 M€ |
| Actualisation au taux de 3,3 % | 4,5 M€ |
| Solde du CRCP au 1er janvier 2026 [A] + ([B] – [C]) | 140,9 M€ |
Le solde du CRCP au 1er janvier 2026 s’explique par la différence entre les recettes tarifaires et les recettes tarifaires prévisionnelles (40,8 M€) ainsi que la différence entre le revenu autorisé définitif et le revenu autorisé prévisionnel (151,6 M€) auquel s’ajoute le solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2025 (- 55,9 M€).
2.2. Paramètres d’évolution de la grille tarifaire TURPE 7 HTB au 1er août 2026
2.2.1. Evolution du terme IPCN
Le terme IPCN correspond à la somme :
– du taux d’inflation hors tabac prévisionnel pour l’année 2026 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l’année 2026, égal à 1,30 % ;
– de l’écart entre l’inflation réalisée de l’année 2025 telle que calculée par l’INSEE et le taux d’inflation hors tabac prévisionnel pour l’année 2025 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l’année 2025, égal à – 0,91 %.
Ainsi, l’IPC2026 retenu pour le calcul de l’évolution au 1er août 2026 est de 0,39 %.
2.2.2. Facteur d’évolution annuel de la grille tarifaire
Le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire X a été fixé dans la Délibération tarifaire à – 0,05 % par an.
2.2.3. Coefficient k2026 en vue de l’apurement du solde du CRCP
La Délibération tarifaire prévoit que l’évolution de la grille tarifaire au 1er août 2026 prend en compte un coefficient k qui vise notamment à apurer, d’ici au 31 juillet 2027, le solde du CRCP du 1er janvier 2026. Le coefficient k est plafonné à plus ou moins 3 %.
La détermination du coefficient k nécessite d’évaluer les apurements prévisionnels du 1er janvier 2026 au 31 juillet 2027. Ces apurements prévisionnels sont évalués comme l’écart entre :
– les recettes prévisionnelles résultant de l’application des grilles tarifaires effectivement mises en œuvre sur cette période ;
– les recettes prévisionnelles résultant de l’application de grilles tarifaires obtenues en recalculant les évolutions annuelles à compter de 2025 avec des coefficients d’apurement k nuls.
Le coefficient nécessaire pour apurer le solde du CRCP au 1er janvier 2026 s’élève à 3,21 %, il est donc plafonné à 3 %.
2.3. Evolution de la grille tarifaire du TURPE 7 HTB au 1er août 2026
En application de la Délibération tarifaire, l’évolution de la grille tarifaire de RTE au 1er août 2026 est égale à :
Z2026 = IPC2026 + X + k2026 = 3,34 %
où IPC2026 = 0,39 %, X = – 0,05 % et k2026 = 3,00 %.
3. Introduction de nouvelles actions prioritaires du TURPE 7 HTB
3.1. Régulation incitative à la réalisation des projets prioritaires du SDDR
La Délibération tarifaire prévoit au paragraphe 2.3.2.3 une régulation incitative relative à la réalisation dans les délais des projets prioritaires identifiés dans le schéma de développement du réseau (SDDR). Il est prévu qu’une liste de projets et de jalons associés (par exemple le dépôt de la justification technico-économique du projet, le lancement des travaux ou la mise en service) soit définie, après consultation des acteurs de marché, par délibération de la CRE une fois le SDDR de RTE publié. La Délibération tarifaire définie également les modalités d’incitation en cas d’atteinte ou non des jalons fixés.
La CRE a publié dans sa consultation publique relative au SDDR de RTE un projet de liste de projets prioritaires et de jalons associés incluant des projets d’interconnexion, d’adaptation du réseau très haute tension et d’ouvrages mutualisés dans les zones de décarbonation de l’industrie.
Les répondants à la consultation publique ont formulé peu de commentaires sur la liste publiée par la CRE. Plusieurs répondants ont cependant souligné l’importance de l’incitation au respect des délais pour les ouvrages mutualisés dans les zones de décarbonation de l’industrie de Fos-sur-Mer, Dunkerque et Le Havre.
La CRE fixe la liste suivante de projets et de jalons associés inclus au périmètre de cette régulation incitative :
| Jalon de projet | Date d’atteinte |
|---|---|
| Dans la zone de Fos : mise en service de l’extension du poste de Roquerousse | 31/05/2029 |
| Dans la zone du Havre : mise en service du poste de Noroit 400 kV (dernier autotransformateur) | 30/09/2029 |
| Dans la zone de Dunkerque : mise en service du poste de Puythouck et des renforcements du réseau associés (lignes Flandre Maritime – Puythouck, Grande Synthe – Westhouck et Puythouck – Grande Synthe) | 30/06/2031 |
| Mise en service de la ligne Chaingy-Dambron | 31/10/2028 |
3.2. Régulation incitative des actions prioritaires
Le TURPE 7 HTB prévoit une régulation incitative sur le respect des délais d’exécution de certaines actions prioritaires (paragraphe 2.9 de la Délibération tarifaire). La Délibération tarifaire identifie une liste d’actions prioritaires et définit les modalités d’incitation en cas de non-réalisation de ces actions dans les délais impartis. La Délibération tarifaire prévoit également que cette liste d’actions peut être alimentée pendant la période TURPE 7 en cohérence avec les évolutions réglementaires et les chantiers prioritaires identifiés par la CRE et après consultation des acteurs de marché.
La consultation publique de la CRE sur le SDDR présentait les deux projets prioritaires présentées ci-dessous, sur lesquelles les répondants ont formulé peu de commentaires. La CRE décide d’ajouter ces deux projets à la liste des actions prioritaires définie dans la délibération TURPE 7 HTB :
| Jalon de projet | Date d’atteinte |
|---|---|
| Réalisation des études permettant d’évaluer l’impact des projets de renforcement internes du réseau THT sur les capacités d’échange sur la frontière est | 01/01/2027 |
| Réalisation des études de zones pour l’identification des projets de renforcements du réseau (phase 2 SDDR) dans la zone Ouest-Pyrénées | 31/10/2027 |
Décision de la CRE
Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB (dits « TURPE 7 HTB ») sont entrés en vigueur le 1er août 2025, en application de la délibération n° 2025-77 de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de transport d’électricité (ci-après « la Délibération tarifaire »).
En application des modalités prévues par la Délibération tarifaire, l’évolution annuelle du TURPE 7 HTB s’élève à 3,34 % au 1er août 2026 en application de la formule définie dans la Délibération tarifaire, soit :
Z2026 = IPC2026 + X + k2026 = 0,39 % – 0,05 % + 3,00 % = 3,34 %
Les coefficients de la grille tarifaire du TURPE 7 HTB qui découlent de la présente évolution figurent en annexe 2 de la présente délibération. Ils entrent en vigueur le 1er août 2026.
La CRE décide également d’ajouter quatre projets à la liste des projets prioritaires du SDDR définis au 3.1 et deux projets à la liste des actions prioritaires définis au 3.2.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française. Elle sera publiée sur le site internet de la CRE et transmise aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie.
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